2017年，中國分布式光伏電站同比增長率達到300%，分布式光伏在新增光伏市場中占比由12%提升至36%。政策的鼓勵支持加速了分布式光伏發電的發展進程，分布式光伏系統成本的不斷下降，維持了該類型項目的平穩收益。

然而，隨著最新電價政策的調整，業內企業高層判斷，2018年分布式光伏電站開發投資將逐漸趨于理性，增速或將放緩。另一方面，優于補貼拖欠、融資成本高、終端負荷壓力等因素的制約，分布式光伏市場將遇到發展瓶頸。

根據集中式地面光伏電站的經驗，光伏補貼存在嚴重的拖延，通常拖延周期在3年以上，目前我國可再生能源補貼資金缺口超600億元，還在呈現不斷擴大的趨勢。分布式新能源企業主要為民營企業，將面臨融資成本更高、運營風險大等問題。

據了解，分布式光伏融資利率普遍高于集中式地面電站1個百分點，對應利率下降0.8%，集中式地面光伏電站融資周期一般為7-10年，分布式電站一般僅為5-8年，融資機構對分布式光伏融資設置了較高的門檻。

分布式電源貼近終端負荷，就近實現供電消納可以很大程度上提高電力系統的整體經濟性。但是，受《電力法》第二十五條：“一個供電營業區內只設立一個供電營業機構”的規定，分布式發電市場化交易主體尚存在法律瓶頸。

“這不利于建立促進分布式電源及微電網大規模發展的機制，對分布式發電自發自用或市場化交易造成了一定的法律障礙。”晶科電力副總裁金銳說道。

應對目前的局勢，晶科電力調整了市場發力方向，首先優選“自發自用”分布式項目進行投資，并對業主進行認真篩選，其要求包括優先大型國企、上市公司等信譽好的合作企業進行項目開發；其次是選擇用電量較多、消納好的企業，同時要求房屋產權明晰、屋頂結構合理。同時，扶貧項目也將成為重點開發方向。

中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎對此表示：“分布式的核心優勢是靠近用電側，電改或者新的政策將逐步解決現有的瓶頸問題，由電網代收費還是有希望的。為保障分布式的收益，要允許分布式轉供電。”

根據2017年10月31日，國家發改委、能源局發布的《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》顯示，單體項目容量超過20MW但不高于50MW，接網電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級范圍內就近消納。

將分布式補貼的認定范圍提高到了50MW，這意味著將可以找到更多的大用戶，同時將可以在帳面上解決消納問題。

分布式發電市場化交易的機制是：分布式發電項目單位（含個人，以下同）與配電網內就近電力用戶進行電力交易；電網企業（含社會資本投資增量配電網的企業，以下同）承擔分布式發電的電力輸送并配合有關電力交易機構組織分布式發電市場化交易，按政府核定的標準收取“過網費”。

更令人期待的是，建立分布式發電市場化交易平臺。試點地區可依托省級電力交易中心設立市（縣）級電網區域分布式發電交易平臺子模塊，或在省級電力交易中心的指導下由市（縣）級電力調度機構或社會資本投資增量配電網的調度運營機構開展相關電力交易。

“電改深化將帶來新機遇，交易試點政策的落實不但可以降低用戶用電價，還可以降低‘自發自用’分布式光伏電站電費回收風險和提高‘全額上網’模式分布式電站收益。”一位光伏企業高層表示。

Gessey咨詢分析評論道，這項發布是終極版電力自由化前最重要的一項政策，明確了電網需要進行電力P2P的中間傳輸任務，包含了現金流和物流（電）。由于規定讓電網將中間的技術活都攬下，因此電力交易平臺將是下一個重要的發展環節，也是現在最有利可圖的輕資產環節，業內巨頭企業都在關注這塊。

據悉，2018年將有一批分布式試點開始市場化交易，屆時將徹底打開分布式隔墻供電的新模式。隨著售電市場的推進和分布式成本的下降，除了光伏行業現有企業，很多非能源企業玩家也將進入這個領域并開發自己的電站。

北京君陽投資總裁彭立斌表示，分布式光伏呈現了和電改走向一致的趨勢，這體現在分布式光伏不僅是隔墻售電，市場化交易使得分布式光伏即將實現自由消納，分布式光伏市場化交易將成為電力交易的重要組成部分。

電力現貨交易將給分布式光伏帶來豐厚的收益，它將成為增量配電網投資的標配，成為電力企業綜合能源管理業務的必經通道，未來分布式光伏將出現市場自主選擇投資的趨勢。

交易試點時間節點

2017年12月31日前，有關試點地區完成試點方案編制，進行交易平臺建設準備。

國家發展改革委、國家能源局論證試點方案后將論證意見回復有關省級能源主管部門。

2018年1月31日前，試點地區完成交易平臺建設、制訂交易規則等相關工作，自2018年2月1日起啟動交易。

2018年6月30日前，對試點工作進行總結評估，完善有關機制體系，視情況確定推廣范圍及時間。試點順利的地區可向國家發展改革委、國家能源局申請擴大試點或提前擴大到省級區域全面實施。